物联网背景下的数字化油田站控系统

　　摘要

　　基于物联网技术的数字化油气田建设，应用了传感器技术、自控技术、通信网络技术等新技术，通过对各类井站、场站、阀室日常生产数据和视频图片的采集、存储、传输与转换，可有效解决基层单位数据重复录入问题，减少人工劳动强度，提高原始数据采集的准确度和实时性，同时还建有支撑上层各类综合应用的发展，实现一次采集、集中管理、多业务应用的功能。

　　1引言

　　物联网是通过射频识别(RFID)、红外感应器、全球定位系统、激光扫描器等信息传感设备，按约定的协议，把任何物品与互联网连接起来，进行信息交换和通讯，以实现智能化识别、定位、跟踪、监控和管理的一种网络。具体到物联网在油气田生产管理中的应用，体现在通过传感、射频、通讯、自动控制、电子信息等物联网技术，对油气水井、计量间、油气站库等生产对象进行全面的感知，实现生产数据、设备状态信息在生产指挥中心及生产控制中心集中管理和控制，搭建规范、统一的数据管理平台，支持油气生产过程管理，进一步提高油气田生产决策的及时性和准确性。

　　2数字化油田站控系统方案

　　油气田生产是个多专业、跨学科的行业，运营模式主要包括勘探开发、开发生产、油气处理、油气运输、油气销售等环节。随着新资源的不断被探明，滚动开发模式也就逐渐形成。生产运营过程中产生了海量的原生数据，信息化也就成为了油气田生产不可缺少的一部分。当今信息技术的迅猛发展，加快了油田信息技术的前进步伐。为有力保证生产实时数据的及时性和准确性，首先必须明确前端的工艺要求。油气田生产远程监控分析主要的对象是抽油井、气井、注水井、计量系统、原油处理站等生产现场。

　　1) 抽油井主要关注的参数负荷、压力、温度、三相电流、三相电压、功率、扭矩等数据，并形成专业的图形数据实现油井生产工况实时诊断;

　　2) 气井主要采集的数据为井口的压力、温度、流量，如一级阀后的温度压力、二级阀后的温度压力、三级阀后的温度压力。根据工艺要求的不同，还有可能采集套管的压力及排除水的流量;

　　3) 注水井生产远程监控系统主要关注的参数为压力、流量等，根据预先设置的配注量，对比已注入的量，参考当前的实时压力，自动调节阀门开度;

　　4) 计量系统是油气田生产的重要参考依据，主要以原油计量为主。虽然计量工艺有所差别，但主要目标是计算出参考产量。主要监测的变量有各管汇压力、各管汇温度、各阀门的状态、计量液位等，并按系数计算出每次的液量，上传至中控系统。

　　5) 原油处理站是整个原油开采生产中的终端工艺过程，负责下属各前端采油点(如油井)、计量站、转油站等来油的分离计量，对混输原油进行原油、水和天然气分离，实现原油提纯、污水处理、污水回注、天然气加工、原油外输等工艺过程，是实现成品原油的终端工艺，对外输原油、天然气的质量至关重要。由于涉及工艺相对复杂，设备工艺装置多，安全要求高，通过设置控制站、过程IO、远程IO、工程师站和操作站等设备实现整个站内工艺和设备的监控，实现分离计量工艺、原油处理工艺、污水处理工艺和回注工艺。

　　数字化油田将导致大规模的上终端采集设备，实施维护的便利性也是必须考虑到的。油气田生产实现自动化后，实现了减员增效，当再有大规模自动化系统需要部署时，其简便性就要在目前的基础上更简单一些。无线通讯可以非常有效的解决这一问题，通用模式、专用产品、无线通讯等等大大降低了现场施工难度，大规模建设得以实施。

　　油气田生产现场环境非常恶劣，荒漠中要接受极限温度的挑战，而临海区域又要面临高湿度、高腐蚀的考验;由于供电的不方便，自动化产品还需要是低能耗的。基于这些条件的限制，一般市面的PLC显然不能胜任，也就是需要更专业的RTU产品来执行现场的自动化功能控制。

　　2.1设备要求

　　现场一次仪表的一般要求：

　　n 一体化设计，无线数据传输

　　n 微功耗设计，精确电源管理

　　n 一次性锂电、太阳能供电、一次性锂电配合太阳能及时补电

　　n 符合工业标准，带信道扩频

　　符合IEEE802.15.4无线标准

　　信道间采用直接序列扩频技术，避免干扰和提高可靠性

　　n 可根据需求设置扫描时间间隔

　　n 防护等级不低于IP65，防爆等级不低于ExdII BT4 可以直接应用到防爆场合

　　n 工作温度-40℃～+70℃

　　n 工作湿度5%RH～95%RH

　　现场控制器的一般要求：

　　n 专业产品，结构合理。具备很强的适应能力，直接应用于工业现场

　　n 灵活的通讯方式，具备RS232、RS485、EtherNET等多种通讯接口

　　n 标准的通讯协议，Modbus RTU/ASCII/TCP、TCP/IP

　　n 实时数据采集功能

　　n 故障主动上报功能

　　n 高效的工程开发工具，符合IEC61131-3标准，支持LD、FBD、IL、ST、SFC五种程序语言

　　n 友好的人机界面

　　n 功能强大的硬件系统，采用32位ARM处理器，嵌入式实时多任务操作系统(RTOS)

　　n 先进的冗余/容错方式

　　n 工作温度-40～+70℃，工作湿度5～95%RH，适应各种恶劣环境

　　n 通过CE认证，达到EMC电磁兼容3级标准

　　n 整机防护等级IP65

　　2.2系统结构

　　中心控制室是数字化田自动化生产系统的核心，采集监控所有前端系统的数据。

　　监控系统SCADA系统大致可分为3层。第1层为数据采集层，由RTU与一次仪表构成，完成现场原始数据的采集与预处理。根据设计需求还可以实现现场的数据存储，以保证通讯中断后数据的连续性;第2层为数据监控层。在这层将利用各种软件远程仿真现场，实现数据的实时监控、实时报警。该层可根据对应的管理模式再分为分控中心、总控中心等，还可根据设计需求进行大量历史数据的存储;第3层为数据应用层。在应用层实现对已采集数据的分析、整理，并根据需要实现多种形式的发布。业界很多公司分别在数据采集层、数据监控层、数据应用层都拥有极其稳定的产品和丰富的系统集成经验。如图1

　　图1：系统结构图

　　2.3站控系统组成

　　站控系统主要用于原油处理站、转油站、增压站。原油处理站是整个原油开采生产中的终端工艺过程，负责下属各前端采油点(如油井)、计量站、转油站等来油的分离计量，对混输原油进行原油、水和天然气分离，实现原油提纯、污水处理、污水回注、天然气加工、原油外输等工艺过程，是实现成品原油的终端工艺，对外输原油、天然气的质量至关重要。由于涉及工艺相对复杂，设备工艺装置多，安全要求高，通过设置控制站、过程IO、远程IO、工程师站和操作站等设备实现整个站内工艺和设备的监控，实现分离计量工艺、原油处理工艺、污水处理工艺和回注工艺。

　　系统组成

　　站控系统一般采用RTU/PLC系统，系统包括以下几个部分：

　　1、服务器：包括I/O服务器、监视和报警服务器、报表服务器、历史趋势服务器等，服务器可兼做工程师站或操作员站使用。

　　2、控制站：包括主控单元、I/O模块、电源模块及标准机柜，I/O模块完成现场信号采集、工程单位变换、连续和离散控制，主控单元通过100Mbps高速以太网和操作站、服务器、高级计算机等上位机构成企业级的Intranet网络。

　　3、通信系统：包括系统网络和控制网络，完全支持C/S结构。系统网络负责现场控制站和操作员站的通讯;控制网络负责控制站和I/O模块之间的通讯，采用现场总线协议。

　　4、一次仪表：包括一般的4~20mA仪表、阀门、流量计等，通过多芯铠装电缆和I/O模块相连。

　　结构

　　站控系统分为2层网络。一层是现场总线网络，用于连接I/O、子站与主控制器。另一个为控制网，用于连接现场控制站与操作员工作站。

　　软件

　　软件的核心是监控组态软件，它完成数据采集、数据处理、监控、报警管理等功能。DMS 数据库管理软件，对整个站控系统的数据提供了安全、详细的数据库管理。软件中的SQL/ODBC 模块使得组态软件的实时数据能方便地和数据库相连。

　　3站控系统选型

　　根据数字化油田站控系统的要求，可以选择性价比高的RTU/PLC产品，特别是民族品牌产品，近些年与国外品牌相比，在经验积累上国内企业并不占优势，单谈到技术我们并不存在多少差距。从研发角度而言国外品牌早已将研发中心建设在国内，研发和生产制造都是国产化。并没有纯粹的国外系统与中国系统之别，只不过在于品牌的差异。

　　国内控制器厂家如和利时、浙大中控、北京安控等，都各自推出了站控系统产品。其中北京安控一直从事油气田自动化(数字化)产品的生产、研发和系统集成。北京安控的Super E50系列RTU是公司集多年的站控系统开发、工程经验设计的新型站控RTU产品，可实现对工业现场信号的采集和设备的控制。该产品采用了先进的32位ARM技术，高效的嵌入式操作系统，整个系统功能强大、操作方便、集成度高。不仅能胜任逻辑、定时、计数控制，还能完成数据处理、高速计数、模拟量控制、PID、RTD、TC、通讯联网等功能。其程序开发方便，符合IEC 61131-3标准，支持LD、FBD、IL、ST、SFC五种程序语言，可与上位机组成控制系统，实现集散控制。

　　4实现目标

　　基于物联网技术的数字化油田站控系统，建立一套覆盖油气生产、处理等全过程的物联网系统，实现生产数据自动采集、关键过程联锁控制、工艺流程可视化展示、生产过程实时监测的综合信息平台，达到强化安全管理、突出过程监控、优化管理模式，以实现优化组织结构、提高效益的目标，具体实现目标如下。

　　(1)实现油气生产、处理系统的智能化管理

　　• 实现油气水井、站库的数据采集和实时监控。

　　• 在油气处理系统出现故障时的应急自动处理。

　　(2)施工现场操作安全环保，实现人性化管理

　　• 对生产异常和故障进行报警，实现故障巡井，减轻生产一线员工的工作量。

　　• 保证现场操作人员的安全。

　　(3)科学指导生产，降低油田开发成本

　　• 优化组织结构，控制一线员工用工总量，实现增产不增人。

　　• 通过对生产数据的实时分析，降低油井蜡卡等停工停井数量，提高油井生产时率。

　　• 通过监测原油集输温度，实现油井冬季低温生产的常温输送，节省能源消耗。